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黄泽俊:推进管道智能化建设的几点思考和建议

来源:《管道保护》2021年第4期 作者: 时间:2021-7-20 阅读:

《管道保护》编辑部:进入21 世纪,以人工智能、大数据、云计算、物联网等为标志的第四次工业革命孕育兴起,开启了智能时代的序幕。中国管道企业紧紧抓住这一发展机遇,积极探索实践智能化发展道路,举世瞩目的中俄东线天然气管道建设工程创造了宝贵的经验。“打造智能管道,不能简单挑选一些智能化元素应用于管道做表面文章,必须坚持问题导向,以生产应用为驱动,始终围绕提升管道建设、调度、运营效率和质量安全这条主线,开展技术创新与应用。”(王振声:《中俄东线天然气管道智能化关键技术创新与思考》)本期我们特别邀请到了国家石油天然气管网集团原高级技术专家黄泽俊,请他就推进管道智能化建设有关问题谈一谈自己的思考和建议。



黄泽俊,毕业于西南石油学院油气储运专业,卡尔加里大学MBA。历任中石油西北石油管道建设指挥部自动化项目部副经理、生产部主任、指挥部总工程师,西气东输管道公司副总经理、总经理,北京油气调控中心主任(兼中油管道公司副总经理),国家管网集团原高级技术专家。主持20 MW级电驱压缩机组等多项管道关键设备技术攻关,实现国产化;推进全国天然气管网集中远控调度管理。获国家科技进步一等奖2项、二等奖1项,省部级奖励5项,著作4部,论文十余篇。


编辑部:黄总您好,国家管网集团是石油天然气管道运输的国家队,承担着保障油气资源输送安全、维护国家能源安全和公共安全的重大责任。您长期从事管道生产运行与调控工作,请介绍一下天然气“全国一张网”的建设情况,以及我们为什么要大力推进管道智能化建设?

黄泽俊:国家管网集团目前运营管理近9.2万公里油气输送管道,其中近4.9万公里天然气管道和近1.65万公里原油成品油管道由集团公司生产经营本部(油气调控中心)负责远程监控;近2.65万公里原油成品油管道由集团公司所属企业的调控分中心负责远程监控。根据天然气“全国一张网”互联互通十四五建设规划,预计到2025年,将形成6.9万公里的天然气大管网。同时国家管网集团将按照市场化原则,推进省级天然气管网从“物理联通”到生产运营管理的“互联互通”,天然气“全国一张网”的规模将进一步扩大。

智能管道是智慧管网的基础单元。管道智能化建设将传感测量、工业控制、移动通信、物联网、运行仿真等技术应用于管道工程建设、生产运行、维护维修及管道保护等过程,形成智能感知、可自适应、高度自动化、优化平衡的管控一体化系统。中俄东线天然气管道作为我国首个“全数字化移交、全智能化运营、全生命周期管理”的智能管道样板工程,引领与带动了管道行业技术与管理水平的提升。

智慧管网是在管道智能化建设的基础上,以数据全面统一、感知交互可视、系统融合互联、供应精准匹配、运行智能高效、预测预警可控为特征(目标),将大数据、机器学习、管网运行仿真与经营决策支持等技术融入各业务系统,积累管道全生命周期数据资产,加速跨行业、多领域前沿新技术深度融合,提供智能分析和决策支持,实现管网的智能化运营管理以及对管网大数据的深度分析与高效应用,为管网全生命周期建设运营管理提供科学的风险预控及优化决策支持,以确保管网安全、平稳、高效运行。

智慧管网建设主要涵盖智能建造、智能运行、监控感知、知识体系等方面。在现阶段,为了保障管网安全运行、提高运行效益、推动生产技术与经营管理进步,需要大力推进管道智能化建设。




编辑部:您认为当前油气管网面临的主要安全风险是什么?需要采取哪些智能化手段来消减风险,保障管道安全运行?

黄泽俊:目前,油气管网安全运行仍然面临一些风险和挑战,如管道施工焊接质量缺陷,站场电气设备及仪表自动化系统老化,管道自动调节与自动保护功能不够完善,运行自动化水平有待进一步提高等。通过推进管道智能化建设,对油气管网中的老旧管道进行高质量高水平的技术改造,提高管道本质安全水平,是有效控制油气管网安全风险的根本措施。我针对输油管道做重点介绍。

一是将手动截断阀室改造为远控截断阀室,控制管道泄漏事故状态下的泄漏量过大风险。

在以往工程建设中,由于管道沿线线路截断阀室供电条件差(有的地区供电电源距离远),而配置具有远程监控功能的RTU费用较高。为了控制成本,部分原油成品油管道的线路截断阀室设计为手动截断阀室,未按照RTU阀室设计。在管道发生泄漏事故状态下,不能立即从调控分中心远程关断事故点上下游的截断阀,只能通知输油站管理人员或阀室看护员(当地巡线工)赶到现场手动关断。手动关断与远程关断相比,存在漏油量增大的风险。随着太阳能供电效率提高和蓄电池系统储能容量增大,为没有外电供应的阀室提供了供电条件,且撬装(柜装)RTU设备和供配电设备占地面积也比较小;采用“电液联动”阀门执行机构,使远程快速关闭线路截断阀的耗电量也大大降低。这些技术进步,为现有手动截断阀室改造为RTU阀室创造了条件。

二是完善 “水击超前保护”功能,控制管道超压运行风险。

部分成品油管道SCADA系统中,有的因管道输送条件发生了变化,需要对水力系统、水击保护参数和水击保护逻辑等重新计算分析;有的水击超前保护系统未连续运行或运行不正常,需对水击保护逻辑控制程序重新分析检查与调试。完成这些工作,可以确保水击保护功能完善、保护系统灵敏可靠,控制在发生水击工况下管道超压运行风险。

三是加快老旧SCADA系统国产化替代改造,控制运行操作安全风险。

国家管网集团所属企业的部分输油管道SCADA系统存在以下问题。

——有的站控PLC系统运行超过15年,虽然替换改造过部分模块,但硬件整体老化。

——调控分中心SCADA主机系统软件品牌多样,投用时间较长,其可靠性、先进性需要提高。

——个别调控分中心的SCADA主机系统与站控PLC系统不能直接传输数据,依靠主机与站控机之间数据通信协议转换接口装置进行数据交换。这种配置水平相当于1990年投产的东(营)—黄(岛)输油管道SCADA系统,仅在数据转换基础上做了一些改进。

——调控分中心主机系统与站控系统之间的数据更新速度慢、不同步、甚至数据或设备状态显示不一致,执行远控操作还需到现场监护与确认。

针对上述问题,需加快对老旧SCADA系统的国产化改造。用国家管网集团自主研发的SCADA系统替换引进的在役SCADA主机软件系统和站控PLC软件系统;用国产PLC替换老旧的在役国外品牌PLC,重新修改完善(编制)站控控制程序,重新完成主机和站控系统对现场设备监控操作的两级调试等。

四是探索地形起伏较大的输油管道线路截断阀自动保护关断技术,控制破管泄漏污染环境的较大风险。

输气管道RTU阀室在检测到运行压力下降速率过大(或运行压力过低)时,阀室自动保护关断,以便控制管道发生事故后的影响时间和程度。但是,输油管道截断阀室目前没有采用这一技术,主要原因是没有成熟可用的触发RTU阀室自动保护关断的检测判断技术,相关工程设计标准中也没有这方面的规定和要求。在地形起伏较大的大高差和大落差区域内,一旦管道发生破管漏油事故,如果调控中心(或调控分中心)调度员没能在最短时间内停运管道和远程关断RTU阀室,漏油总量将会增大,造成的环境污染风险也更大。近两年调控中心和西南管道公司一起研究中缅原油管道线路截断阀室破管泄漏自动保护关断技术,即在地形起伏较大的RTU阀室安装相对精度较高和稳定性较好的外夹式超声波流量计,阀室RTU将检测数据和运行压力等数据传输给设在输油管道首站的“全线水击保护PLC”,在排除某阀室上游泵站不存在启泵操作影响的情况下,如果超声波流量计检测到的油品流量(流速)突然增大,运行压力突然下降,则判断该阀室的下游段发生了泄漏。水击保护PLC同时向该阀室及其下游阀室的RTU发出关阀指令,两个RTU完成自动保护关阀操作,同时触发水击保护系统自动保护顺序操作,停运全线输油泵,及时将泄漏量控制在两个阀室间距的“可自然泄漏量”内,避免叠加泄漏。当然,这一技术路线是否可行、可靠,还需要从水力分析、控制逻辑设计、超声波流量检测等方面进行大量的测试才能确定。


编辑部:听了刚才您的介绍,我们了解到通过智能化手段,可以有效控制管道失效和减轻失效后果,显著提升管道本质安全。请问今后在智能管道建设方面还有哪些考虑?这也是许多读者关注和希望了解的。

黄泽俊:除了通过技术改造推动管道智能化建设外,还要通过技术创新持续提升管道运行自主可控能力,提升关键设备仪表、控制系统、通讯系统的国产化、标准化水平。目前阶段,通过“用户自动分输技术” “天然气管网SCADA系统国产化替代” “SCADA系统软件PCS V2.0研发及工业试验研究” “与SCADA系统深度融合的高精度液体管道泄漏监测软件系统研发与应用” “大型天然气管网在线仿真系统软件国产化研发及应用” “压气站‘一键启停’功能改造全面推广”等科研项目实施,借助现代信息技术,变革传统的业务管理模式,解决业务管理效率低、人员需求多等传统生产经营难题,保障国家管网设施安全、高效运营。

一是通过研发与SCADA系统深度融合的输油管道高精度检漏系统,提高防控输油管道泄漏风险的能力和水平。

目前,国内输油管道基本都配备了泄漏监测系统(检漏系统),但检测设备的厂家和品牌多,检漏误报率较高,泄漏位置定位不准确,应用效果不理想。主要原因包括:计算模型粗放和理想化,导致沿线压力分布的计算精度不高;其结果又影响流量平衡(流量平衡分布)计算的精确性;检漏系统独立运行,没有充分利用SCADA系统实测数据来修正校准压力分布和流量平衡分布计算模型,不能自动排除“运行工况突然变化”对检漏分析判断的干扰。

为了提高检漏系统运行的稳定性,降低检漏误报率,可以研发与SCADA系统深度融合的输油管道高精度检漏系统,技术设想是:

——建立多类标准化压力计算单元模型,包括输油泵站出站到下游第一座RTU阀室之间的计算单元;两座RTU阀室之间的计算单元;干线分输点到分输点下游第一座干线RTU阀室之间的计算单元等;以便按模块化方式建立全线压力分布计算模型。

——建立压力分布和流量平衡自动修正校准计算模型。新研发的检漏系统可直接从SCADA系统读取各进出站、RTU阀室、减压站的运行压力和油温等参数,与模型计算结果进行对比。当计算结果与实测参数有差异时,调整计算模型相关修正系数,直到计算结果与实测数据趋于高度吻合。

——建立“单元、站间及全线”流量干扰修正动态平衡计算模型,以排除运行干扰因素影响 。在管道输入和输出流量不变的情况下,一座或几座泵站突然启(停)泵,或执行先启泵后停泵操作,或变频调速泵转速调整等,都会产生“管道充装”变化现象,进而影响“单元、站间及全线”流量平衡计算精度。将SCADA系统监测到的这些设备运行工况变化,作为启动排除运行干扰因素影响的“流量干扰修正动态平衡计算模型”的条件,计算生成相应的“单元、站间及全线”流量干扰动态分布线。

——基于前述模型计算结果输出的流量平衡“异常单元内”及“相邻异常单元之间”的“流量不平衡”提示和不平衡量的大小,判断分析“异常单元内”是否发生了泄漏;根据压力模型计算结果和SCADA系统实测数据变化,分析判断“异常单元内”或(及)“相邻异常单元之间”的压力分布是否发生了“突变”(产生了负压波),分析负压波的传递过程,计算判断泄漏点的位置。

二是通过抓好 “全线一键启停”自动化升级改造,推进输油管道智能化建设。

1997年6月投产的库(尔勒)—鄯(善)大落差输油管道,实现了从调控中心“一键启停”全线和全线自动保护停运的高水平自动化,其自动化功能到目前都发挥正常,对保障输油管道的安全运行发挥了重要作用。调控中心正在和西部管道公司一起实施西部成品油管道(长度2041公里,设置19座输油场站,32座监控阀室)“全线一键启停”自动化升级改造,一旦成功,将优化全线设备精准启停顺序和提升启停输过程的平稳性,大幅度降低调度员的操控工作量,将为其他输油管道的自动化升级改造及智能化建设提供参考。

三是扩大“压气站一键启停”自动化升级改造成果,推进天然气“全国一张网”智能化建设。

2018年,大(连)—沈(阳)输气管道盖州压气站建成我国首座具有“一键启停”功能的高度自动化压气站。随后,调控中心和有关管道企业对中卫、高陵等6座在役压气站实施自动化升级改造,实现了从调控中心远程“一键启停”压气站的智能化控制。目前,调控中心正在组织实施近20座在役压气站“一键启停”自动化升级改造。随着实施范围扩大,天然气“全国一张网”智能化建设将取得较大进展。

四是通过综合应用集中远控、天然气管网在线仿真和机器学习技术,推进天然气管网智能调控建设。

天然气管网在线仿真,在指导天然气管网运行方案编制,管网运行故障或上游气源变化对生产运行和供气影响的分析与前景预测,优化调整管网压缩机组运行匹配并实现节能,以及执行运输收入计算等方面,都发挥了很好的作用。调控中心在压缩机组动态运行效率曲线分析与精准计算系统的基础上,正在开发基于机器学习的管网压缩机组运行优化技术。设想的技术思路是:将各压气站压缩机组动态运行效率曲线分析计算系统采集和计算的数据集中储存到几台服务器上,服务器上的机器学习系统对某一区域管网内的若干座压气站的压缩机组在过去一段时间内的运行参数和机组输出功率与能耗等进行分析计算,得出在当前运行工况下对应的区域管网内机组优化运行方案;再将该方案输出给管网在线仿真系统复核计算。如果复核计算的结果是按照该机组优化运行方案,在一定时段内能够完成输气计划且区域管网内机组总体能耗小于目前能耗总量,则仿真系统向SCADA系统反馈并提示重新调整该区域管网内机组运行配置方案,由SCADA系统在调度员的确认下完成机组运行配置优化调整。通过这些技术的综合应用,提升调控中心对天然气“全国一张网”的智能调控水平。


编辑部:感谢黄总接受我们的采访。

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